电厂投运方案(共25页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上恒安电冶110kV 总降输变电工程110kV总降站变电站试运行投 运 方 案批 准： 审 核： 编 制： 云南恒安电力工程有限公司二O一一年六月二十日专心-专注-专业目 录一、新设备投运范围1） 220kV铅厂变电站电石厂回171断路器110kV电石厂变电站铅厂电站回151断路器间隔一、二次设备；2） 220kV铅厂变电站电石厂回172断路器110kV电石厂变电站铅厂电站回152断路器间隔一、二次设备；3） #1主变本体及1号主变高、低压侧101、001断路器间隔一、二次设备；4） 2主变本体及2号主变高、低压侧102、002断路器间隔一、二次设备；5） 110kV、

2、母联112断路器间隔一、二次设备；6） 110kV、母线及母线设备间隔一、二次设备；7） 110kV#1电石炉变153断路器间隔一、二次设备；8） 110kV#2电石炉变154断路器间隔一、二次设备；9） 110kV#3电石炉变155断路器间隔一、二次设备；10） 110kV#4电石炉变156断路器间隔一、二次设备；11） 10kV#1电炉动力变051断路器间隔一、二次设备；12） 10kV#2电炉动力变052断路器间隔一、二次设备；13） 10kV#3电炉动力变053断路器间隔一、二次设备；14） 10kV#4电炉动力变054断路器间隔一、二次设备；15） 10kV循环水#1动力变055断路

3、器间隔一、二次设备；16） 10kV循环水#2动力变056断路器间隔一、二次设备；17） 10kV气烧窑#1动力变057断路器间隔一、二次设备；18） 10kV气烧窑#2动力变058断路器间隔一、二次设备；19） 10kV原料厂动力变059断路器间隔一、二次设备；20） 10kV电极壳动力变060断路器间隔一、二次设备；21） 10kV空压站动力变061断路器间隔一、二次设备；22） 10kV #2站用变062断路器间隔一、二次设备；23） 10kV #1站用变063断路器间隔一、二次设备；24） 10kV 应急电源064断路器间隔一、二次设备；25） 10kV 生活办公用电动力变065断路器

4、间隔一、二次设备；26） 10kV、母联012断路器间隔一、二次设备；27） 10kV、母线及母线设备间隔一、二次设备；28） 0.4kV站用电系统；29） 全站交流、直流、监控本站部分、站内通信部分等公用系统。二、编制依据110kV总降站（含电炉变）电站工程电气专业设计说明、设计施工图、设计变更、新投一次设备调度编号接线图、电气设备厂家资料及技术要求。三、工程概况1) 主变压器：本期安装两台主变压器，容量为28kVA； 2) 110kV部份：110kV进线8回，母线采用单母线分段接线形式建成。3) 10kV部份：10kV采用单母分段接线，本期电气建成13回出线及2回站用变间隔。四、投运的组织

5、与分工1） 投运过程中的操作命令由调度统一下达。2） 110kV总降站投运过程中现场人员安排： 现场负责人：肖彪（联系电话：） 一次操作人员： 罗汝文监护人：袁建坤 二次操作人员：田军监护人：刘坚五、投运工作的安全措施1） 参加投运的人员应负责各自所涉及工作中的安全检查。2） 投运设备四周应有醒目的带电标示及警告牌。3） 投运过程中，所有的投运设备应有专人负责监视、监听。4） 与系统有关的一次、二次操作须征得地调同意后，方可执行。5） 投运范围内的所有电流互感器二次回路无开路，中性点已可靠接地。6） 投运范围内的电压互感器二次回路严禁短路，所有电压互感器中性点必须有一点在主控室可靠接地。7）

6、工作人员应熟悉投运方案，清楚与自己有关的操作，如果有疑问，尽快向现场负责人反映。8） 按电力建设安全工作规程的有关要求采取相应的安全防范措施。9） 投运过程中如出现异常，立即停止，待查明原因后再继续进行。六、投运的必备条件1） 110kV总降站（含4台电炉变）所有电气一、二次设备安装调试完毕，设备相色标志醒目且定相正确，现场设备已按照调度中心下发的双重名称编号进行标示、核对正确，所有工作的安全措施全部拆除，设备处在冷备用状态，具备带电条件。2） 110kV总降站（含电炉变）110kV 、10kV进出线工程接入完毕，线路定相正确、摇测绝缘合格, 并经启委会验收合格，线路上所有安全措施已全部拆除，

7、线路处于冷备用状态，具备带电条件。3） 本期投运设备的继电保护定值已按调度中心下发的定值单设置完毕，与地调核对无误。4） 有关投运现场平整、无杂物，道路通畅，照明光线充足，备有照明应急设施。5） 电气设备须有双重名称并正确、明显、齐全。6） 电气设备高压试验合格，记录齐全，验收签证。7） 电气设备低压保护试验合格，记录齐全，验收签证。8） 现场各点通讯联系应快捷、方便、可靠。9） 经验收组验收合格，启委会同意投运。七、投产危险点分析1、带接地开关、接地线送电，发生恶性电气误操作事故；控制措施：（1）投产前由现场投运组负责人组织操作人员对所有投运设备的接地开关、现场接地线进行一次检查清理，确保线

8、路及站内设备处在冷备用状态；（2）投运负责人向调度员提出投运申请后，当值调度员核对调度员工作站主接线图主、副屏显示器显示遥信正确，所有接地开关、隔离开关拉开，设备处在冷备用状态。2、投产时保护装置误动；控制措施：投产前现场再次对照正式定值单要求设置保护，并按要求投入相关功能压板，执行后并打印与定值单核对一致。3、#1、#2主变差动保护误动；控制措施：（1）验收二次保护的专家在现场安装调试人员的配合下，严格按照调度定值单及出口矩阵进行#1、#2主变差动保护的模拟试验，确保动作正确，出口逻辑正确；（2）#1、#2主变进行带电合闸前投入差动保护，检查差动保护能否躲过变压器励磁涌流的冲击；（3）#1、

9、#2主变接带负荷前退出差动保护，带负荷后进行保护极性和六角图检测，正确后方可投入。4、110kV、10kV，、母线TV相序、相位或接线不正确；控制措施：（1）设备投产验收前，认真检查接线端子和回路正确；（2）110kV、10kV，、母线带电后，必须进行母线TV相序、相位和接线检查，测量二次电压正常。110kV、10kV，、母线核相正确后方可并列。5、电流回路开路；控制措施：（1）投运前现场组织二次及调试人员检查所有接线端子，对所有接线端子再紧一次，用对线灯对电流回路再检查一次，以防止电流回路开路。（2）投运带负荷对电流回路检查时，所有电流回路包括备用组电流均要进行检查，以防止备用TA开路。八、

10、投运前的准备及检查工作1、二次回路交、直流保险齐备，容量符合设计要求，有适量备用。2、一次回路保险齐备，容量符合设计要求。3、图纸、资料齐全并整理有序。4、准备好工具、仪器、仪表、绝缘鞋、绝缘手套。5、断路器、隔离开关、接地开关及其它检查。5.1 110kV部分：1) 检查110kV电石厂回151断路器，1511、1516隔离开关，15117、15160、15167接地开关确已在断开位置；2) 检查110kV电石厂回152断路器，1522、1526隔离开关，15227、15260、15267接地开关确已在断开位置；3) 检查#1主变110kV侧101断路器，1016、1011隔离开关，1016

11、7、10160、10117接地开关确已在断开位置；4) 检查#2主变110kV侧102断路器，1026、1022隔离开关，10267、10260、10227接地开关确已在断开位置；5) 检查#1电石炉变153断路器，1531、1536隔离开关，15317、15360、15367接地开关确已在断开位置；6) 检查#2电石炉变154断路器，1542、1546隔离开关，15427、15460、15467接地开关确已在断开位置；7) 检查#3电石炉变155断路器，1551、1556隔离开关，15517、15560、15567接地开关确已在断开位置；8) 检查#4电石炉变156断路器，1562、1566

12、隔离开关，15627、15660、15667接地开关确已在断开位置；9) 检查110kV、母联112断路器，1121、1122隔离开关，11217、11227接地开关确已在断开位置；10) 检查110kV母TV1901隔离开关，19010、19017接地开关确已在断开位置；11) 检查110kV母TV1902隔离开关，19020、19027接地开关确已在断开位置；12) 检查110kV电石厂回151断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；13) 检查110kV电石厂回152断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；14) 检查#1主变110kV侧101断路器、电流互感器SF6气压压力在正

13、常位置；15) 检查#2主变110kV侧102断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；16) 检查#1电石炉变153断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；17) 检查#2电石炉变154断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；18) 检查#3电石炉变155断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；19) 检查#4电石炉变156断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；20) 检查110kV、母联112断路器、电流互感器SF6气压压力在正常位置；21) 检查110kV电石厂回线路TV二次空开在断开位置；22) 检查110kV电石厂回线路TV二次空开在断开位置。23) 检查110k

14、V母TV二次空开在断开位置。24) 检查110kV母TV二次空开在断开位置。5.1、 主变部分：1) 检查1主变110kV侧1010中性点隔离开关；1主变10kV侧001断路器确已在断开位置，相应手车在检修位置；检查1主变压器冷却器阀门已经全部打开，油枕阀门、本体瓦斯、有载瓦斯继电器两侧阀门已打开，油位符合要求；将110kV1主变档位调至额定档位。2) 检查2主变110kV侧1020中性点隔离开关；2主变10kV侧002断路器确已在断开位置，相应手车在检修位置；检查2主变压器冷却器阀门已经全部打开，油枕阀门、本体瓦斯、有载瓦斯继电器两侧阀门已打开，油位符合要求；将110kV2主变档位调至额定档

15、位。5.2、 10kV部分：1）检查10kV#1电炉动力变051断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，05167接地开关确已在断开位置；2）10kV#2电炉动力变052断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，05267接地开关确已在断开位置；3）10kV#3电炉动力变053断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，05367接地开关确已在断开位置；4）10kV#4电炉动力变054断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，05467接地开关确已在断开位置；5）10kV循环水#1动力变055断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，05567接地开关确已在断开位置；6）1

16、0kV循环水#2动力变056断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，05667接地开关确已在断开位置；7）10kV气烧窑#1动力变057断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，05767接地开关确已在断开位置；8）10kV气烧窑#2动力变058断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，05867接地开关确已在断开位置；9）10kV原料厂动力变059断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，05967接地开关确已在断开位置；10）10kV电极壳动力变060断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，06067接地开关确已在断开位置；11）10kV空压站动力变061断路器确已

17、在断开位置，相应隔离手车在试验位置，06167接地开关确已在断开位置；12）10kV #2站用变062断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，06267接地开关确已在断开位置；13）10kV #1站用变063断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，06367接地开关确已在断开位置；14）10kV 应急电源064断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，06467接地开关确已在断开位置；15）10kV 生活办公用电动力变065断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置，06567接地开关确已在断开位置；16）10kV、母联012断路器确已在断开位置，相应隔离手车在试验位置；17

18、）检查10kV母TV0901隔离手车确已在试验位置，TV二次空开在断开位置；18）10kV母TV0902隔离手车确已在试验位置，TV二次空开在断开位置。5.3、 0.4kV部分： 检查401、402、412断路器确已在断开位置。6、 投运范围内设备保护定值已与调度核对，正确无误。保护压板投入正确。7、 所有准备及检查工作必须在投运以前完成。九、投运程序（一）、 110kV电石厂回1) 220kV铅厂变电站电石厂回操作：合上 110kV电石厂回171断路器对110kV电石厂回线路进行冲击，冲击三次正常后，本侧检查线路TV二次电压正确后，合上110kV电石厂回TV二次空开。2) 完成三次冲击后带电

19、运行。3) 线路带电正常后，在110kV电石厂回171断路器端子箱内检查线路TV二次电压并记录。110kV电石厂回：电压V UaUbUcUabUbcUca3U0601602609（二）、 110kV电石厂回1) 220kV铅厂变电站电石厂回操作：合上 110kV电石厂回172断路器对110kV电石厂回线路进行冲击，冲击三次正常后，本侧检查线路TV二次电压正确后，合上110kV电石厂回TV二次空开。2) 完成三次冲击后带电运行。3) 线路带电正常后，在110kV电石厂回172断路器端子箱内检查线路TV二次电压并记录。110kV电石厂回：电压V UaUbUcUabUbcUca3U060160260

20、9（三）、 110kV、母带电1) 检查并合上110kV电石厂回151断路器的储能、控制电源空开。2) 检查并合上110kV电石厂回152断路器的储能、控制电源空开。3) 合上110kV电石厂回151断路器线路侧1516隔离开关，合上110kV电石厂回151断路器母线侧1511隔离开关；4) 合上110kV电石厂回151断路器对110kV母进行第一次冲击,正常带电5分钟后断开；5) 合上110kV母TV 1901隔离开关；6) 合上110kV电石厂回151断路器对110kV母进行第二次冲击，检查110kV母TV二次电压、相序正确后，合上110kV母TV二次电压空气开关, 检查110kV母TV重

21、动前后二次电压；7) 检查110kV母二次电压并记录：630UaUbUcUabUbcUca3U0电压V相序：J630UaUbUcUabUbcUca3U0电压V相序： 8) 断开110kV电石厂回151断路器；9) 合上110kV电石厂回151断路器对110kV母进行第三次冲击，正常后带电运行；10) 合上110kV电石厂回152断路器线路侧1526隔离开关，合上110kV电石厂回152断路器母线侧1522隔离开关；11) 合上110kV电石厂回152断路器对110kV母进行第一次冲击,正常带电5分钟后断开；12) 合上110kV母TV 1902隔离开关；13) 合上110kV电石厂回152断路

22、器对110kV母进行第二次冲击，检查110kV母TV二次电压、相序正确后，合上110kV母TV二次电压空气开关, 检查110kV母TV重动前后二次电压；14) 检查110kV母二次电压并记录：630UaUbUcUabUbcUca3U0电压V相序：J630UaUbUcUabUbcUca3U0电压V相序： 15) 断开110kV电石厂回152断路器；16) 断开110kV电石厂回152断路器1526、1522隔离开关；17) 合上110kV、段母联1121、1122隔离开关；18) 合上110kV、段母联112断路器对110kV母进线第三次冲击，正常后带电运行；19) 在110kV电石厂回1522

23、隔离开关处进行一次核相；20) 断开110kV、段母联112断路器；21) 合上110kV电石厂回152断路器1522、1526隔离开关；22) 合上110kV电石厂回152断路器；23) 合上110kV电石厂回151断路器。24) 在110kV母线PT并列装置处进行二次核相，进行110kV、段母线二次核相并记录；电压VA630B630C630A640B640C640L630L640：电压VJA630JB630JC630JA640JB640JC64025) 二次核相结果正确以后，110kV段母线、段母线经母联112断路器同期合环。26) 合环正常以后断开母联112断路器。（四）、 1、#2主变

24、交替带电冲击：1） 合上#1主变110kV侧中性点1010隔离开关 。2） 退出1号主变压器“高后备保护间隙过流” 保护连接片；投入1号主变压器“高后备保护零序过流” 保护连接片。3） 按调度要求将#1主变110kV侧档位调至相额定档位。4） 将#1主变所有保护按保护定值通知单整定。5） 检查并合上#1主变110kV侧101断路器二次控制、储能电源空开。6） 合上#1主变110kV侧101断路器1011、1016隔离开关。7） 合上#1主变110kV侧101断路器对#1主变进行第一次冲击，正常带电10分钟后，断开101断路器。8） 合上#2主变110kV侧中性点1020隔离开关 。9） 退出2

25、号主变压器“高后备保护间隙过流” 保护连接片；投入2号主变压器“高后备保护零序过流” 保护连接片。10） 按调度要求将#2主变110kV侧档位调至相应的档位。11） 将#2主变所有保护按保护定值通知单整定。12） 检查并合上#2主变110kV侧102断路器二次控制、储能电源空开。13） 合上#2主变110kV侧102断路器1022、1026隔离开关；14） 合上#2主变110kV侧102断路器对#2主变进行第一次冲击，正常带电10分钟后，断开102断路器。15） 合上#1主变110kV侧101断路器对#1主变进行第二次冲击，正常带电五分钟后，模拟1主变本体重瓦斯保护跳开#1主变110kV侧10

26、1断路器。16） 合上#2主变110kV侧102断路器对#2主变进行第二次冲击，正常带电五分钟后，模拟2主变本体重瓦斯保护跳开#2主变110kV侧102断路器。17） 合上#1主变110kV侧101断路器对#1主变进行第三次冲击，正常带电五分钟后，模拟1主变压力释放保护跳开#1主变110kV侧101断路器。18） 合上#2主变110kV侧102断路器对#2主变进行第三次冲击，正常带电五分钟后，模拟2主变压力释放保护跳开#2主变110kV侧102断路器。19） 合上#1主变110kV侧101断路器对#1主变进行第四次冲击，正常带电五分钟后，模拟1主变有载重瓦斯保护跳开#1主变110kV侧101断

27、路器。20） 合上#2主变110kV侧102断路器对#2主变进行第四次冲击，正常带电五分钟后，模拟2主变有载重瓦斯保护跳开#2主变110kV侧102断路器。21） 合上#1主变110kV侧101断路器对#1主变进行第五次冲击。22） 投入#1主变压器“高后备保护间隙过流”保护压板。23） 断开#1主变压器110kV侧中性点1010隔离开关。24） 退#1主变压器“高后备保护零序过流”保护压板。25） 合上#2主变110kV侧102断路器对#2主变进行第五次冲击。26） 投入#2主变压器“高后备保护间隙过流”保护压板。27） 断开#2主变压器110kV侧中性点1020隔离开关。28） 退#2主变

28、压器“高后备保护零序过流”保护压板。（五）、 1、#2、#3、#4电炉变交替带电冲击：1） 按照现场运行规程对110kV 1、#2、#3、#4电炉变交替进行冲击试验2） 冲击之前，向调度申请退出220kV铅厂变电站110kV母线差动保护， 在对电炉变冲击过程中，对220kV铅厂变电站电石厂回171断路器、110kV电石厂变电站铅厂电站回151断路器间隔、220kV铅厂变电站电石厂回172断路器110kV电石厂变电站铅厂电站回152的电流极性进行测试，测试正确以后，投入220kV铅厂变电站110kV母线差动保护。（六）、 10kV、段母线带电：1） 检查并合上1主变10kV侧进线001断路器的储

29、能、控制电源空开；2） 合上1主变10kV侧进线001断路器，对10kV段母线第一次带电；3） 五分钟后，断开1主变10kV侧进线001断路器；4） 将10kV段母线TV 0901隔离手车摇至工作位置；5） 合上1主变10kV侧进线001断路器，对10kV段母线第二次带电；6） 检查10kV段母线二次电压并记录；601ABBCCAANBNCN电压V相序：J601ABBCCAANBNCN电压V相序： 开口电压:U(L630-N600)= (V)7） 正确后合上TV二次电压空气开关；8） 断开1主变10kV侧进线001断路器；9） 合上1主变10kV侧进线001断路器，对10kV段母线第三次带电；

30、10） 检查并合上2主变10kV侧进线002断路器的储能、控制电源空开；11） 将2主变10kV侧进线002断路器隔离手车摇至工作位置；12） 合上2主变10kV侧进线002断路器，对10kV段母线第一次带电；13） 五分钟后，断开2主变10kV侧进线002断路器；14） 将10kV段母线TV 0902隔离手车摇至工作位置；15） 合上2主变10kV侧进线002断路器，对10kV段母线第二次带电；16） 检查10kV段母线二次电压并记录；602ABBCCAANBNCN电压V相序：J602ABBCCAANBNCN电压V相序： 开口电压:U(L602-N600)= (V)17） 正确后合上TV二次

31、电压空气开关，检查10kV段母线TV重动前后二次电压；18） 进行10kV、段母线二次核相并记录；电压VA630B630C630A640B640C640L630L640：电压VJA630JB630JC630JA640JB640JC64019） 断开2主变10kV侧进线002断路器；20） 合上2主变10kV侧进线002断路器，对10kV段母线第三次带电；21） 检查并合上10kV母联012断路器的储能、控制电源空开；22） 将10kV分段0121隔离手车拉出柜体；23） 将10kV分段012断路器手车摇至工作位置；24） 合上10kV分段012断路器；25） 在10kV分段0121隔离手车柜进

32、行一次核相并记录；电压VABCABC26） 核相正确后，断开10kV分段012断路器；27） 将10kV分段0121隔离手车摇至工作位置；28） 合上10kV分段012断路器进行、段母线TV二次电压并列试验；29） 10kV TV二次电压并列正确后断开10kV分段012断路器；30） 10kV各出线投运：10kV各出线投运带负荷以前退出110kV 1号及110kV 2号主变差动保护，待电流极性测试正确以后再投入110kV 1号及110kV 2号主变差动保护， 10kV各出线的投运顺序可根据现场的情况进行调整，交替进行各出线的投运。因10kV部分出线在投运时无负荷，在24小时试运行期间不能进行六

33、角图测量，在24小时试运行移交后，有负荷后各出线的六角图测量请协调相关部门进行测量。31） 10kV带负荷以后，进行10kV备自投带负荷试验 遥控断开110kV2号主变110kV侧102断路器，备自投动作，跳开2主变10kV侧进线002断路器。合上10kV、段母联012断路器，动作正确后。 合上110kV母联112断路器。 合上110kV2号主变110kV侧102断路器。 合上110kV2号主变10kV侧002断路器 断开10kV、段母联012断路器。 断开110kV、段母联112断路器 遥控断开110kV1号主变110kV侧101断路器，备自投动作，跳开1主变10kV侧进线001断路器，合上

34、10kV、段母联012断路器，动作正确后。 合上110kV母联112断路器。 合上110kV1号主变110kV侧101断路器。 合上110kV1号主变10kV侧001断路器 断开10kV、段母联012断路器。 断开110kV、段母联112断路器（七）、 10kV #1站用变063断路器及#1站用变带电1） 检查并合上10kV1站用变063断路器的控制、合闸、保护装置电源。2） 按调度定值通知单，复核10kV1站用变063断路器的保护定值。3） 将1站用变063断路器隔离手车摇至工作位置。4） 合上10kV1站用变063断路器，对1站用变送电。5） 送电正常后，检测10kV 1号站用变及063断

35、路器保护用TA变比和极性，确保接线正确。（八）、 10kV #2站用变062断路器及#2站用变带电 1） 检查并合上10kV2站用变062断路器的控制、合闸、保护装置电源。2） 按调度定值通知单，复核10kV2站用变062断路器的保护定值。3） 将2接地变062断路器隔离手车摇至工作位置。4） 合上10kV2站用变062断路器。5） 检测10kV#2站用变062断路器保护用TA变比和极性，确保接线正确。（九）、 0.4kV站用电系统投运：1) 合上10kV#1站用变0.4kV侧401断路器；2) 检查0.4kV段母线电压、相序正确；3) 合上10kV#2站用变0.4kV侧402断路器；4) 检查0.4kV段母线电压、相序正确。5) 由现场运行情况进行0.4kV备自投试验现场设备投产结束后，投运负责人向地调汇报：新设备投产完毕，进入24小时试运行，24小时试运行结束后，办理移交手续；十、云南电网公司昆明供电局审查意见工程项目主管单位审查意见备注：